METODOS DE RECOBRO

ADRIANA JIMÉNEZ SÁNCHEZ

Cod: 2113683

PEDRO GUERRERO MAHECHA

Cod: 2113681

VICTOR PORRAS GALVIZ

Cod: 2113235

GRUPO: B1

Mcs SAMUEL MUNOZ NAVARRO

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERINGENIERIA DE PETROLEOS

METODOS DE RECOBRO2015

METODOS DE RECOBRO

ADRIANA JIMÉNEZ SÁNCHEZ

Cod: 2113683

PEDRO GUERRERO MAHECHA

Cod: 2113681

VICTOR PORRAS GALVIZ

Cod: 2113235

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERINGENIERIA DE PETROLEOS

METODOS DE RECOBRO2015

CONSULTAS:

¿Qué es el factor de recobro (FR)?

¿Qué tipos de recobro existen?

¿Cómo se determina el factor de recobro total?

¿Demuestre la fórmula de factor de recobro FR?

¿Diferencia entre las siglas EOR y IOR?

¿Cuáles son los precios del gas y del petróleo?

¿OOIP de crudos pesados en Colombia?

¿Cuantas reservas de gas y crudo en Colombia?

¿Cuánto es la producción de gas y crudo (actualmente)?

¿La relación reservas / producción de gas y crudo en Colombia y en el mundo?

¿Realizar un listado de los fenómenos y/o parámetros que más influyen en que el crudo quede atrapado en el medio poroso.

Respuestas:

1. ¿Qué es el factor de recobro (FR)?

Es la relación expresada en porcentaje que existe, de acuerdo con métodos reconocidos entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo yacimiento (OOIP). Es una cantidad porcentual o adimensional resultado de la relación entre el petróleo producido Np y el volumen total de reservas del crudo del yacimiento.

2. ¿Qué tipos de recobro existen?

Recuperación primaria: Las técnicas de recuperación primaria son aquellas técnicas aplicadas a crudos livianos donde se presenta un desplazamiento debido a la energía natural del yacimiento. Durante cierto periodo al crudo se le facilita la salida, gracias al gradiente de presión que existe entre la salida y el fondo del pozo, algunas veces en estos casos la presión es mucho mayor que la hidrostática, lo cual trae como consecuencia que el crudo llegue hasta las superficies con solo un pequeño aporte energético del yacimiento. Cuando los fluidos logran expandirse en el yacimiento, la presión tiende a bajar según los mecanismos utilizados. Puede que el pozo no sea explosivo o que la presión no se hay disminuido, y se necesite un extra de energía para

poder disminuir la presión en el fondo del pozo o bombear el crudo desde el fondo del pozo.Existen diferentes mecanismos en la recuperación primaria, como:

Drenado gravitacional (flujo natural): este es más eficiente en pozos con cierto ángulo deInclinación y es capaz de producir grandes volúmenes de fluidos.

El mecanismo artificial de afluencia de acuífero hacia el yacimiento:

Este depende de la distribución de presiones en el yacimiento y de la permeabilidad del lecho poros. El equipo de superficial puede implantarse en cualquier estación.

El empuje por capa de gas:

Se emplea cuando un yacimiento tiene una capa muy grande de gas, esto favorece la extracción del crudo debido a que el mismo gas a medida que es extraído el crudo funciona como embolo desplazando el volumen de crudo hacia la superficie

Recuperación secundaria: Es un proceso de inyección de agua y/o gas que tiene como objetivo principal mantener o aumentar la energía y extracción de hidrocarburos del yacimiento, en el cual el agua inyectada forma una barrera de separación, con respecto al crudo restante en el yacimiento. Este cuenta con 3 etapas: (1) periodo de respuesta inicial, (2) periodo de inclinación, (3) periodo de declinación que consiste en la disminución en la producción de petróleo, mientras se incrementa el corte de agua buscando una eficiencia de barrido y una disminución de la saturación del petróleo remanente. El proceso de recuperación secundaria que actualmente es casi sinónimo de inyección de agua se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria. Los yacimientos que están bien administrados tienen un factor de recuperación menor de 50 a 60 %, aunque algunos autores consideran que el rango de recuperación después de un mecanismo secundario debería estar entre el 30 y 50%.

Entre la recuperación secundaria podemos encontrar los siguientes:

Inyección de gas: El gas, al ser menos denso que el petróleo, tiene la tendencia de formar una capa artificial muy definida. Si la producción se extrae por la parte más profunda de la capa, traerá como consecuencia una manera de conservar la energía y la oportunidad de mantener las tasas de producción

relativamente altas, produciendo en un menor tiempo lo que por medio natural requeriría un periodo más largo.

Inyección de gas interna o dispersa: El gas es inyectado dentro de la zona del yacimiento utilizado generalmente en depósitos con empuje de gas en solución, en yacimientos sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado sale a la superficie en conjunto con el petróleo seguidamente de ser inyectado. Este tipo de inyección es utilizada para yacimientos homogéneos, del cual se requiere un alto número de puntos de inyección y sobre todo que la permeabilidad efectiva del gas sea baja.

Inyección de gas externa: Por lo general, el gas es inyectado en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para desplazar el petróleo del yacimiento. Este es llevado a cabo en pozos donde ocurre la separación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. Este proceso se caracteriza principalmente por ser usado en yacimientos de altas deformaciones geológicas para que la capa de gas pueda desplazar el petróleo, esta tiene como ventaja que la eficiencia del barrido y los beneficios del producto de drenado por gravedad sean mayores. Algunas de las desventajas que tiene este método es que se necesita mantener la permeabilidad vertical del que es expulsado del yacimiento, mediante el control de la inyección de gas para que se garantice así la eficiencia.

Inyección de agua:Este método es el más usado en las áreas de la ingeniería de yacimientos, ya que los ingenieros de yacimientos son los encargados en el diseño de laInyección de fluidos, la estimación de la reserva a considerar y la predicción del comportamiento del pozo [25]. Existen diferentes tipos de inyección de agua en los métodos de recuperación secundaria como:

Inyección periférica o tradicional: Se caracteriza principalmente por la inyección de agua en el acuífero cerca del contacto agua-aceite pero fuera de la zona de petróleo; tiene como ventaja que no requiere perforación de pozos adicionales, además de la alta recuperación de aceite con poca producción de agua y reducción de los costos por el manejo de agua. Como desventajas presenta que la recuperación por inyección periférica es a largo plazo por lentitud del proceso y fallas por mala comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. Inyección dispersa o en arreglos: En este tipo de inyección el agua se inyecta dentro de la zona de aceite, los pozos inyectores se distribuyen entre pozos productores con el fin de obtener un barrido uniforme, además se emplea en pozos con poca inclinación y una gran superficie. Las principales ventajas respectivamente

son: gran eficiencia de desplazamiento, minimización del efecto negativo de las fases heterogéneas y respuestas rápidas del yacimiento .Como desventajas tenemos: requerimientos de mayor inversión económica en comparación con la inyección externa (periférica), demanda de un mayor control debido aque es más riesgosa en términos de peligrosidad y mayor cantidad de recursos humanos.

Recuperación terciaria: También llamadas técnicas de recobro mejorado, abordan a todos aquellos crudos cuya gravedad API es menor a 10° (extra pesados), se emplean para aumentar el factor de recobro de un yacimiento que ya ha sido explotado mediante técnicas secundarias, generalmente estás técnicas se clasifican en: métodos térmicos, inyección de gases, métodos químicos y microbiológicos .A continuación se explicará cada una de ellos.

Métodos térmicos:

Los métodos térmicos mejorados consisten esencialmente en la transferencia de energía en forma de calor de la superficie hacia el yacimiento. La temperatura del crudo se aumenta radicalmente por lo que se dilatan los fluidos y se expanden; se vaporiza la forma líquida y se reducen las viscosidades contribuyendo a la movilidad del crudo. En forma general estos métodos consisten en la inyección ya sea de vapor o agua caliente y la inyección de aire, ambos siguiendo diferentes esquemasA continuación se indica los más comunes:

Inyección de agua caliente: Este proceso consiste en inyectar agua caliente y agua fría, lo cual hace que se desplace el petróleo inmiscible. La recuperación de petróleo aumenta debido a la reducción de su viscosidad lo que se ve reflejado en el aumento de la movilidad y la reducción de la saturación de aceite residual presente a temperaturas elevadas. Estos procesos de recuperación son aplicados a crudos pesados.

Inyección continúa de vapor: Consiste en inyectar al yacimiento corrientes continuas de vapor, formando así una nube del mismo que empuja lentamente el crudo hacia las zonas productoras. En otros términos se habla de un desplazamiento de crudo por agua condensada. El crudo es movilizado debido a la reducción de su viscosidad, que es ocasionada por las altas temperaturas del yacimiento. De manera general se puede decir que la inyección continua de vapor es aplicable a crudos pesados por ende viscosos y yacimientos porosos que requieren temperatura para poder fluir.

Inyección cíclica o alternada de vapor (CCS): Cyclic Continous Steam

Este método de recuperación se lleva a cabo en un mismo yacimiento que opera como inyector y productor al mismo tiempo. Este se desarrolla en tres etapas. En la primera etapa, el vapor es inyectado continuamente por un cierto periodo de tiempo. Posteriormente el pozo es cerrado por unos días y se deja en fase de remojo dejando que el calor inyectado se transfiera y se distribuya uniformemente (soaking).Finalmente el pozo es abierto en fase de producción, donde inicialmente se observa un alza en la producción. Esta operación se repite hasta que el pozo deja de ser económica y productivamente viable.Esta técnica proporciona factores de recobro con valores ente el 10 al 40 por ciento superiores a los alcanzados con la técnica "in situ".

Inyección de vapor asistida por gravedad: Steam Assisted gravity drainged.(SAGD):

Esta técnica requiere grandes cantidades de energía y emite cantidades importantes de gases de efecto invernadero hacia el ambiente [35]. Consiste en emplear dos pozos horizontales, uno encima del otro. El pozo de la parte superior se utiliza como generador de vapor, mientras que en el de abajo se extrae el crudo. Se forma una cámara de vapor hacia la cima por diferencia gravitacional lo que proporciona excelente ritmos de producción. La reducción considerable de la viscosidad origina la movilización del crudo, el cual desciende por gravedad hacia el pozo productor ubicado en la base del yacimiento, El factor de recobro empleando esta técnica pueden aproximarse al orden del 60 por ciento. Los siguientes métodos se consideran variaciones del SAGD:

VAPEX(Vapour Extraction): La extracción de vapor de petróleo pesado por solventes es considerado como uno de las alternativas energéticas más eficientes, económicamente atractiva y libre de contaminación en relación a los demás métodos de extracción térmica. Consiste en la inyección de un disolvente (metano, propano) que mediante la difusión impulsada por la transferencia de masa entre el disolvente y el crudo pesado hace que se reduzca la viscosidad del crudo de una manera similar a la difusión de calor entre vapor y crudo. Para ello, dos pozos horizontales largos se perforan en paralelo entre sí (como en SAGD) con el fin de maximizar la exposición al pozo. El disolvente se inyecta en el pozo superior (inyector), mientras que el aceite diluido generado por la difusión de disolvente aceite desciende por gravedad al pozo inferior (productor).

SAGD(expansión del solvente) se agrega porcentajes mínimos de vapor a la mezcla de solventes inyectados para así poder ganar una eficiencia energética cuando se aplica VAPEX.

Inyección de gases:

Estos métodos buscan aprovechar los principios de transferencia de masa para incrementar el número capilar, en otras palabras buscan que la tensión interfacial entre el fluido inyectado y el crudo se reduzcan. Entre algunas están:

Inyección de CO2:

El gas inyectado se solubiliza en el crudo remanente a medida que las fracciones ligeras que lo comprenden se disuelven en el gas. Lo anterior ocurre principalmente cuando la densidad del CO2 es alta y cuando el crudo contiene grandes cantidades significativas de fracciones ligeras. Por debajo de cierta presión el CO2 y el crudo dejaran de ser miscibles y a medida que la temperatura aumente o que la densidad del crudo lo haga, la presión mínima necesaria para llevar a cabo la miscibilidad entre el crudo y el CO2

incrementará. Cuando se trata de un proceso miscible el gas puede desplazar al crudo de los poros empujándolo hacia el pozo productor. Cuando el proceso es inmiscible, la solución de CO2 en el aceite se ve reducida la viscosidad y también se incrementa el factor volumétrico, aunque en menor proporción que si fuese miscible. Dichos procesos hacen que se mejore la recuperación.

Inyección de N2:

Este método se limita para los yacimientos profundos que tengan presiones altas, ya que se lleva a cabo para desplazar verticalmente el petróleo con el efecto de la gravedad, el objetivo principal es establecer la zona de miscibilidad que se desea en los pozos de inyección para que el nitrógeno sea inyectado a una velocidad menor a la que se introdujo el hidrocarburo ligero. La inyección de nitrógeno promueve el movimiento de las fases gaseosas y liquidas en un yacimiento.

Inyección de hidrocarburos:

En esencia es gas natural inyectado enriquecido principalmente de una mezcla de etano, propano, butano para aumentar la solubilidad con el crudo del yacimiento. Cuando el proceso es miscible se pueden usar tres técnicas: La primera emplea gas de petróleo licuado (GLP) en una pequeña proporción. La segunda es inyectar gas natural rico en etano hasta hexano seguido de gas y agua. La tercera consiste en inyectar gas a alta presión para vaporizar los componentes más ligeros, Todo esto con el fin de favorecer la reducción de la viscosidad y el hinchamiento del petróleo, para así lograr un empuje natural del mismo.

Métodos químicos:

Algunas sustancias químicas especiales son inyectados con el propósito de minimizar la tensión superficial (capilaridad) y disminuir la relación de movilidad con el fin de mejorar el control sobre la misma (minimizar canalización); los métodos de recuperación de esta categoría incluyen la inyección de surfactantes, polímeros y álcalis o una mezcla de los tres lo que se conoce como inyección de mezcla de álcalis surfactante-polímero.

Inyección de polímeros:

Tienen como función aumentar la viscosidad del agua, de manera que la relación de fuerzas viscosas disminuya. A partir de este método se presenta una reducción de permeabilidad ocasionando la adsorción de las moléculas del polímero. Este método aplica principalmente en formaciones arenosas con trazas de fluidos ligeros a intermedios, con porosidades intermedias del 10 al 20 por ciento en volumen de poros.

Inyección de surfactantes:

Se pueden aplicar en arenas con presencia de crudos ligeros , el principal objetivo de esta técnica es recuperar el petróleo residual que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua(secundaria) .De la misma manera del anterior caso, la temperatura del yacimiento no debe ser muy alta (menores a 93°C) aproximadamente.

Inyección de álcalis:

La inyección de este químico puede resultar positivo siempre y cuando el crudo tenga un pH bajo es decir que sea ácido. La acidez presente normalmente es ocasionada por resinas y asfáltenos que contienen radicales (H+).Mediante este método se busca reducir la tensión entre el crudo y el agua debido a que ocurre una reacción entre el álcali con los radicales para formar surfactantes geles. Finalmente se forma una emulsión agua/aceite cuya viscosidad es menor a la del aceite de origen mejorando significativamente el flujo del mismo a través del yacimiento.

Método microbiológico:

La recuperación de petróleo microbiológica mejorada (MEOR) se basa en la inyección de microorganismo seleccionados con el propósito de mejorar la recuperación de petróleo en los yacimientos para luego ser estimulados, y el producto de su metabolismo "in situ" ser transportado con el fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el yacimiento.

Degradación y alteración del petróleo. Ciertas bacterias alteran la estructura carbonada del petróleo presente en el reservorio. A continuación se listan algunos de los mecanismos:

Emulsificación del petróleo. Las bacterias generan emulsiones micelares a través de su adhesión a los hidrocarburos.Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes orgánicos en la fase petróleo.Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante biosurfactantes y biopolímeros.Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados in situ. El gas sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las gargantas de poros.

¿Diferencia entre las siglas EOR y IOR?

EOR o recuperación terciaria es el aceite inmóvil que no puede ser producido debido a la capilaridad y las fuerzas viscosas. Esta recuperación terciaria es aplicada una vez la secundaria alcanza su límite económico permite extraer volúmenes de aceite que no se pueden obtener por métodos convencionales alterando su comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento.

IOR o recuperación avanzada. Es cualquier técnica de recuperación utilizada para la recuperación de aceite incluye tanto la recuperación terciaria como secundaria. También abarca estrategias operacionales relacionadas a incrementar la eficiencia de barrido con pozos de relleno, pozos horizontales, polímeros entre otros así como prácticas de caracterización y administración avanzada de yacimiento

¿Cuáles son los precios del gas y del petróleo?

Precio del gas, 09 de Noviembre del 2015, Colombia: 2,28 dólares

Registro, precio histórico del gas natural en el último año.

Fuente:http://es.investing.com/

commodities/ natural-gas-streaming-chart

Precio del crudo, 09 de Noviembre del 2015, Colombia: 43.97 dólares/Bb

Registro, precio histórico del petróleo en el último año.

Fuente:http://es.investing.com/commodities/natural-gas-streaming-chart

¿Cuánto es la producción de gas y crudo (actualmente)?

La producción diaria estimada promedio mensual de crudo con corte a 31 de Agosto de 2015 es de 962 KBPD (Miles de barriles promedio por día).

Fuente:http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de-Produccion.aspx

La producción diaria estimada promedio mensual de gas con corte a 31 de Agosto de 2015 es de 954 MPCD (Millones de pies cúbicos promedio por día).

Fuente: http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de-Produccion.aspx

¿Cuantas reservas de gas y crudo en Colombia?

Las reservas de petróleo probadas para 2015: 2.445.000.000

2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015

00.5

11.5

22.5

3

Crude Oil Proved Reserves (Billion Barrels), Colombia

http://www.eia.gov/

Las reservas de Gas probadas para 2015: 6.409 (TPC)

¿La relación reservas / producción de gas y crudo en Colombia y en el mundo?

No se ve el NEGRO porque la producción de Colombia comparada con la producción a nivel mundial es insignificante

Realizar un listado de los fenómenos y/o parámetros que más influyen en que el crudo quede atrapado en el medio poroso.

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RELACION PRODUCCION MUNDO vs COLOMBIA

colombia mundo

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20132014

2015

012345678

Proved Reserves of Natural Gas (Trillion Cubic Feet)

http://www.eia.gov/

Uno de los factores principales es que el agua y el gas presentes en el crudo a medida que avanzan se van conificando (fuerzas viscosas superan las fuerzas gravitacionales)

Los yacimientos son sobreexplotados y se depresionan, esto hace que el aceite ya no tenga fuerza para fluir a la superficie